БУРЕНИЕ СКВАЖИН
УДК 622.245.422
© Д.В. Орешкин, В.С. Семенов, Т.А. Розовская, 2014
Облегченные тампонажные растворы с противоморозными добавками для условий многолетнемерзлых пород
Д.В. Орешкин, д.т.н., В.С. Семенов, к.т.н., Т.А. Розовская
(Московский гос. строительный университет)
Адрес для связи: dmitriioreshkin@mail.ru
Ключевые слова: облегченный тампонажный раствор, полые стеклянные микросферы, арктические тампонажные цементы, противоморозные добавки, крепление скважин в интервале многолетнемерзлых пород.
Light-weight backfill mortars with antifreeze additives for the permafrost conditions
D.V. Oreshkin, VS. Semenov, T.A. Rozovskaya
(Moscow State University of Civil Engineering, RF, Moscow)
E-mail: Ildmitriioreshkin@mail.rue
Key words: light-weight backfill mortar, hollow glass microspheres, Arctic grouting cements, antifreeze additives, cementing of permafrost well zones.
The paper considers the problem of cementing of oil and gas wells under difficult geological conditions when the well profile comes through the permafrost zones and the seams with low bearing capacity. It was shown that the optimal solution for cementing of such wells is the use of light-weight backfill mortars with antifreeze additives. Hollow glass microspheres are suggested to be used as a light-weight aggregate. It is shown that a higher consumption of antifreeze additives significantly reduces the strength of backfill stone and affects much the setting time and thickening time. The method of testing of backfill cements for the permafrost conditions, which takes into account the actual temperatures in the well and assumes lowering of the temperature during the curing time of the backfill stone was suggested. The aforesaid methodology was used to test the developed backfill mortars with hollow glass microspheres and antifreeze additives. It was found that for all tested antifreeze additives, the optimal results were obtained for the potash additive with a retarder for backfill mortars.
В геологическом разрезе большого числа нефтяных и газоконденсатных месторождений России содержатся интервалы многолетнемерзлых пород (ММП) с температурами от -5 до -8 °С, их мощность может изменяться от 5-80 до 450 м [1-4]. Льдистость таких пород иногда достигает 80 %. В данных регионах горно-геологические условия осложняются также аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) [1, 3, 5, 6]. В этих условиях для цементирования скважин выполняются специальные операции. Более того, суровые климатические условия и отсутствие несущей способности грунтов в растепленном состоянии позволяют проводить работы в основном при отрицательных температурах воздуха. На месторождениях Западной Сибири основным осложнением при креплении кондукторов в интервале ММП является недоподъем тампонажного раствора до проектной отметки (до 10 % числа сдаваемых скважин) [4]. В таких случаях для цементирования скважин используются облегченные тампонажные растворы с противоморозными добавками (ПМД) [1-4, 7].
Как показывает опыт строительства нефтяных и газовых скважин, полые стеклянные микросферы (ПСМС) являются наиболее эффективным облегчающим наполнителем тампонажных растворов. Они обладают стабильными свойствами и серийно выпускаются во многих странах мира [1, 3, 5, 6, 8-11]. Промышленное внедрение тампонажных растворов с ПСМС началось в 90-х годах двадцатого столетия [1, 3]. В России и за рубежом запатентовано много составов и способов, связанных с применением облегченных тампо-нажных растворов со стеклянными и алюмосиликат-ными микросферами.
В работах [1, 3, 5, 6, 8, 10] рассмотрен тампонажный раствор средней плотностью до 780 кг/м3 с аппретированными полыми стеклянными микросферами (АПСМС). Его структура и свойства исследовались в соответствии с требованиями ГОСТ и ASTM, были определены растекаемость, водоотделение, сроки схватывания и время загустевания. Через 2 сут твердения при температуре (20±2) °С растворы имели необходимую прочность. Так, прочность при изгибе составляла 0,9-0,95 МПа, а при сжатии - 1,95 МПа. По ГОСТ 1581-96 «Портландцементы тампонажные. Технические условия» прочность при изгибе для облегченных растворов должна быть не менее 0,7 МПа. Растворы с такими показателями весьма эффективны при цементировании нефтяных и газовых скважин в условиях ММП и АНПД, когда для качественного и безаварийного цементирования их средняя плотность должна быть не более 1000-1200 кг/м3. Применение таких растворов оправдано быстрой окупаемостью затрат и получением прибыли за счет высокого качества цементирования, сокращения его времени, исключения простоев техники, снижения риска возникновения аварийных ситуаций. Такие ситуации приводят к значительным материальным затратам при выполнении дорогостоящих ремонт-но-восстановительных работ.
Целью данной работы были изучение и анализ температурного режима твердения тампонажного раствора в условиях скважины в зоне ММП, обобщение опыта применения противоморозных добавок и исследование свойств облегченного тампонажного раствора с ПСМС и различными противоморозными добавками. На основании изучения научно-технической литературы авторы
Массовое содержание, % Средняя плотность, Водоотделение, % Время загустевания, Сроки схватывания, ч-мин
кг/м3 мин начало конец
100 ПЦТ+44 вода 1890 3,1 120 4-00 5-10
100 ПЦТ+0,75 СП+29 вода 2004 1,05 180 5-05 6-30
100 ПЦТ+15 ПСМС+88 вода 1105 0,51 150 4-45 6-00
100 ПЦТ+30 ПСМС+132 вода 902 0,72 190 5-15 6-40
100 ПЦТ+15 ПСМС+0,75 СП+67 вода 1078 1,58 210 5-25 6-35
100 ПЦТ+30 ПСМС+ 0,75 СП+105 вода 870 1,41 240 5-45 7-05
Таблица 2
Массовое содержание, % Средняя плотность, кг/м3 Прочность, МПа Водопоглощение, %
раствора цементного камня через 2 сут цементного камня в сухом состоянии на изгиб на сжатие
100 ПЦТ+44В 1890 1860 1692 7,21 20,7 13
100 ПЦТ+29 вода + 0,75 СП 2004 1950 1801 9,69 34,3 9,6
100 ПЦТ+15 ПСМС+88 вода 1105 981 835 1,02 2,61 28,6
100 ПЦТ+30 ПСМС+132 вода 902 845 672 0,81 1,92 32,1
100 ПЦТ+15 ПСМС+67 вода+0,75 СП 1078 1016 853 2,21 6,69 22,1
100 ПЦТ+30 ПСМС+105 вода+0,75 СП 870 810 645 1,13 2,71 29,2
Таблица 3
Массовое содержание, % Прочность цементного камня, МПа, через
2 сут 7 сут 14 сут 28 сут
100 ПЦТ+44 вода 7,21/20,7 8,45/31,2 8,6/36,8 8,8/40
100 ПЦТ+28 вода +0,75 СП 9,69/34,3 11,3/41,7 12/44,5 13,2/51,1
100 ПЦТ+15 ПСМС+88 вода 1,02/2,61 1,78/5,59 2,41/7,2 2,61/8,42
100 ПЦТ+30 ПСМС+132 вода 0,81/1,92 1,4/4,32 1,81/5,61 2,03/6,33
100 ПЦТ+15 ПСМС+67 вода+0,75 СП 2,21/6,69 3,12/12,41 3,52/15,32 3,71/16,61
100 ПЦТ+30 ПСМС+105 вода+0,75 СП 1,13/2,71 2,04/6,22 2,63/7,82 2,82/8,89
Примечание. В числителе приведена прочность на изгиб, в знаменателе - на сжатие.
предложили использование противоморозных добавок к тампонажным растворам с ПСМС. Такие растворы будут обладать требуемыми показателями, в том числе прочностью в течение периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Противоморозные добавки хлорид кальция (CaCl2) и хлорид натрия (NaCl) используются в составе арктических тампонажных растворов [1-4, 12] в количестве от 2 до 8 % массы портландцемента тампо-нажного (ПЦТ). В научно-технической литературе не изучались структура и свойства тампонажных растворов с ПСМС и ПМД, а также зависимости прочности тампо-нажного камня от количества такой добавки.
В данной статье исследованы свойства контрольных составов тампонажного раствора без противоморозных добавок, твердевших при температуре (20±2) °С и атмосферном давлении. Были получены составы тампонажных растворов с 15 % и 30 % ПСМС массы ПЦТ, с суперпластификатором (СП) С-3, без него, а также стандартные тампонажные растворы без микросфер. В качестве вяжущего вещества применялся ПЦТ-1-50 бездобавочный, предназначенный для низких и нормальных температур, производства Сухоложского цементного завода. Наполнителем служили полые стеклянные микросферы 3M™ Glass Bubbles, тип К25 (Бельгия), истинной плотностью 250 кг/м3 (насыпной плотностью 140-170 кг/м3), средним диаметром частиц 35 мкм и прочностью при гидростатическом сжатии 5,2 МПа (10%-ное разрушение).
Исследования проводились по стандартным методикам испытания в соответствии с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытаний». Растекае-мость по конусу КР-1 для всех растворов составила 18-
22 см. Свойства тампонажного раствора и цементного камня представлены соответственно в табл. 1 и 2. Коли- Н чество компонентов рассчитывалось в % массы ПЦТ, ^ принятой равной 100 %. Прочность облегченного тампонажного раствора на изгиб и сжатие определялась через 2 сут. У тампонажных растворов с ПСМС при введении суперпластификатора водоцементное отношение (В/Ц) снижается до 25 %, средняя плотность - до 8701100 кг/м3. Свойства облегченных растворов соответствуют требованиям ГОСТ 1581-96. Так, водоотделение у облегченных растворов не более 1,58 % (см. табл. 1), т.е. значительно меньше 2,8 % (7 мл), установленных ГОСТ. Время начала схватывания, равное 4 ч 45 мин для третьего состава, достаточно для завершения цементирования скважины глубиной по вертикали до 4000 м. Сроки схватывания определялись при помощи прибора Вика в соответствии с ГОСТ 310.3-76. Время загустева-ния для составов, приведенных в таблицах, превышало 90 мин. Введение в состав раствора СП существенно повышает прочность цементного камня за счет уплотнения структуры. Использование 30 % ПСМС позволяет получить цементный камень средней плотностью 645 кг/м3 в высушенном состоянии. Была также исследована кинетика набора прочности цементным камнем с ПСМС. Прочность определялась через 2, 7, 14 и 28 сут (температура твердения (20±2) °С). Результаты приведены в табл. 3.
Кроме того, изучалось влияние различных противо-морозных добавок на свойства облегченных тампонаж-ных растворов при использовании 15 % ПСМС. В эксперименте использовались противоморозные добавки:
Массовое содержание, % В/Ц Средняя плотность, Водоотделение, % Время загустевания, Сроки схватывания, ч-мин
кг/м3 мин начало конец
100 ПЦТ+15 ПСМС+0,75 СП + 6 СаС12 0,89 1116 0,71 121 3-35 4-35
100 ПЦТ+15 ПСМС+0,75 СП+8 СаС12 0,89 1121 0,6
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.